滴西18井區石炭系氣層壓裂改造技術研究

丁士輝，苑新紅，魚文軍，冉照輝

（1.中國石油西部鉆探井下作業公司，新疆鄯善 838200；2.中國石油西部鉆探工程有限公司）

1 滴西18井區儲層特征

火山巖是克拉美麗氣藏石炭系的主要儲集巖，主要巖性為玄武巖、安山巖、流紋巖、花崗巖、凝灰巖和火山角礫巖。物性較好的主要是流紋巖、安山巖、花崗巖和火山角礫巖，主要的儲集空間類型為裂縫和孔隙，有利儲層主要發育在距石炭系頂面200 m的風化殼層段內，孔隙度主要分布在10%～25%之間，隨著距離火山巖頂面的深度加深，火山巖的孔隙度逐漸降低。通過巖心的詳細觀察并結合研究區成像測井手段分析認為，火山巖發育的空間類型有角礫間孔、裂縫、原生氣孔、次生溶蝕空洞以及孔－縫組合。石炭系火山巖的產氣層段裂縫都較發育，高角度縫占統計總數的65%以上，溶蝕孔洞也十分發育，且孔、縫相連。

克拉美麗氣田石炭系火成巖儲層埋藏深度約為3500～3800 m，地層溫度110～114℃，地層壓力41～48 MPa，該氣藏圈閉類型為受斷裂、巖性、地層等控制形成的多個次級圈閉；滴西18井區巖性以酸性花崗斑巖、二長玢巖為主，儲集空間類型為晶間孔、長石斑晶溶孔、構造縫、微裂縫，儲層孔隙度在5%～15%之間，滲透率約（0.01～1.00）×10－3μm2。巖心的全礦物分析表明，巖石以酸反應礦物長石為主，粘土礦物含量集中在11%～14%，粘土礦物中以綠泥石、伊／蒙混層為主，其中綠泥石含量較高（80%左右），伊／蒙混層比高（50%～70%）。儲層的敏感性評價表現出了強水敏（水敏指數＞70%）和強酸敏（酸敏指數＞35%）的特征；巖心吸附能力強，在測試時間內巖心吸附量為0.3033～0.3569 g，表現了較強的氣藏親水性特征。

2 壓裂難點分析

根據滴西18井區氣藏的地質描述，該區儲層具有裂縫和孔隙雙重介質特征，分析認為壓裂改造難點在于：埋藏深、儲層物性差、地層溫度高、火成巖地層微裂縫發育等。

（1）該區氣藏埋藏較深，導致該區壓裂施工存在以下難點：①破裂壓力高、施工泵壓高，對壓裂設備提出了更高的要求；②施工管柱長，摩阻高，對管柱強度要求高，同時管柱對壓裂液剪切作用強，存在脫砂、砂堵的風險；③深層火山巖地層楊氏模量大，形成的人工裂縫較窄，不宜高砂比加砂。

（2）該區火山巖儲層屬于低孔、特低滲儲層，必須經過儲層改造才能取得良好的產能效果，而且該儲層具有強水敏性和較強的親水性特征，水基壓裂極易造成水鎖效應，造成氣藏的二次污染。

（3）地層溫度高，壓裂液破膠速度快，容易造成脫砂、砂堵。

（4）石炭系儲層微裂縫發育，容易造成壓裂過程中形成多裂縫，壓裂液濾失較大，單個裂縫的縫寬非常窄，容易造成砂堵。

3 壓裂改造技術研究［1－5］

為取得壓裂施工的順利進行，針對以上難點，經查閱相關文獻、室內研究，總結得出以下深層火山巖壓裂改造配套工藝技術。

3.1 前置液段塞技術

對于多裂縫發育、近井裂縫復雜的儲層，前置液段塞技術是最經濟、最有效的處理方法。前置液段塞技術不僅可以打磨孔眼、彎曲裂縫和人工裂縫面，有效地降低近井摩阻，而且同時也能堵塞次裂縫，控制裂縫參數，使主裂縫能夠更好地延伸，同時能夠降低壓裂液的濾失，降低脫砂的風險。

3.2 提高前置液比例技術

石炭系火山巖天然裂縫發育，壓裂液濾失增大，造成壓裂液造縫效率大大降低。為達到充分造縫的目的，需適當提高壓裂液比例。理想情況下，施工泵注程序完畢時，支撐縫長略小于（或基本等于）動態縫長，此時壓裂液用量最少，對地層傷害小。但為了保證火成巖多裂縫儲層壓裂施工的順利進行，在設計中主要考慮到地層物性、裂縫發育情況、壓裂液濾失系數等，最終確定前置液體積分數在40%～50%之間。

3.3 排量優化

施工排量是壓裂設計的關鍵參數，它會影響施工泵壓和裂縫的幾何尺寸。對于天然裂縫發育的地層，如果采用小排量施工，壓裂液主要沿天然裂隙流動；采用大排量進行壓裂時，能夠形成宏觀裂縫。根據各種壓裂模型的計算公式，施工排量越大，形成的裂縫寬度、長度都有所增加，有利于后期加砂。綜合考慮，選用3.0～4.0m3／min的施工排量。

同時采用變排量工藝技術，能夠起到一定的控高作用。首先采用較低排量壓開地層，僅有部分微裂縫張開，而在前期支撐劑進入地層以后，均被壓裂液送至裂縫端部，此時提高排量后，前期的支撐劑形成的砂橋能夠起到一定的降濾失、遮擋作用，在一定的造縫空間中，縫長、縫高受阻，縫寬有所增大，有利于后期加砂，降低了高砂比階段的施工風險。

3.4 低砂比、小階梯砂比加砂工藝

對于低滲透地層，壓裂增產的原理主要在于造長縫，擴大滲濾面積，改善井筒與儲層的溝通。針對火山巖氣藏的情況，不需要較高的裂縫導流能力，并且高砂比會導致砂堵，故確定平均砂比介于15%～20%之間。

小階梯砂比加砂工藝縮小了每級砂液比的上升幅度，減少了因為砂比變化大而引起的壓力波動，使施工壓力更加平穩，同時支撐劑的充填也更加飽滿，支撐劑的鋪置濃度趨于合理。對于現場施工來說，通過小幅度提高砂比后的壓力變化，能夠迅速判斷地層的加砂難易情況，及時調整施工參數，降低砂堵的風險。

3.5 快速返排技術

氣井的壓后管理是氣井壓裂成功的重要保證，這是由于氣井對外界流體的敏感性決定的。快速返排技術就是通過控制壓裂液的破膠時間，使入井流體盡快返排出地層，最大限度地降低壓裂液在地層中的滯留時間，降低壓裂液對地層的傷害。

排液速度的大小要根據排液過程中排出物的分析而定，如發現砂子大量排出，就要控制排液壓差，一般應采取低壓差多次關放方式，逐漸排凈殘液。其實質是通過調節角式節流閥來優選產氣量，使氣井在井筒中的天然氣流速能達到連續排液的臨界流速。

3.6 防水鎖壓裂液體系

克拉美麗火山巖氣藏受到低孔、特低滲儲層的影響，儲層開發過程中極易受到水鎖傷害，因此氣井壓裂的關鍵就是選用適合氣層壓裂的壓裂液體系。

在壓裂或酸化過程中，大量的壓裂液或酸液沿縫壁滲濾到儲層中，使儲層的原始含水飽和度增加，流動阻力加大。如果儲集層壓力不能克服升高的毛細管力，則會出現嚴重而持久的水鎖效應。對于低滲透氣藏，氣、水及少量的油賴以流動的通道很窄，滲流阻力很大，液、固界面及液、氣界面的相互作用力很大，水鎖效應相對更為嚴重，而且儲層孔隙度和滲透率越低，儲層孔喉越小，水鎖效應就越嚴重。

通過實驗研究，加入水鎖處理劑可以有效地降低進入地層液體的表界面張力，降低地層的水鎖效應，降低對儲層滲透率的傷害，提高返排率。

YLYJ－10防水鎖壓裂液體系的研制，很好地解決了該區塊壓后水鎖效應的影響，同時該壓裂液體系具有良好的防膨、抗剪切、低摩阻、耐高溫性能。

4 現場應用

以滴西184氣井3551.0～3567.0m井段壓裂改造為例，分析以上壓裂改造技術的應用。

4.1 滴西184井基本情況

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井區，該井區位于準噶爾盆地陸梁隆起滴南凸起的中段，滴西8井南石炭系火山巖巖性圈閉。滴西184井頂部的3551.0～3567.0m井段為一套凝灰質火山碎屑巖儲層，厚度16.0m。根據取心資料（取心井段3550.75－3557.15 m）顯示，巖心整體上不規則微細裂縫發育，縫寬0.2～0.5 mm，裂縫密度5～10條／10 cm；巖心表面氣孔及溶蝕孔洞發育，氣孔一般孔徑1～3 mm，最大孔徑5～10 mm，氣孔密度10～15個／10 cm，物性較好。

4.2 壓裂改造技術優化

（1）采用40／70目高強中密陶粒、5%—10%—10%三級段塞技術，段塞共計5 m3。

（2）通過分析及參考鄰井壓裂數據，確定平均砂比為21.85%，施工砂比從10%到34%，以4%階梯砂比增加。

（3）采用變排量工藝，前置液階段采用排量3.0～3.5 m3／min，加砂階段采用排量3.5～4.0m3／min。

（4）選用YLYJ－10防水鎖壓裂液體系。

（5）排液時間縮短為2小時，若不能自排，配備制氮車及時氣舉。

4.3 施工情況

2010年8月11日對滴西184井壓裂，入井液量427.6 m3，壓裂施工時間157 min，平均砂比為19.5%，加砂42 m3（40／70目前置液陶粒段塞5 m3，20／40目高強中密陶粒37 m3），最高施工壓力54.5 MPa，施工成功。

4.4 壓后效果

該井壓后取得了良好的試氣效果，采用7 mm油嘴試氣，油壓30.59～28.62 MPa，套壓30.91～29.63 MPa，日產氣量約15×103m3，日產油量約18.6 m3。

5 認識與結論

（1）采用前置液段塞技術、提高前置液比例、采用大排量施工及變排量工藝很好地解決了石炭系天然裂縫發育的問題，保障了施工的順利進行。

（2）選用YLYJ－10防水鎖壓裂液體系解決了低滲致密氣藏水鎖嚴重的問題，同時其耐高溫、抗剪切、低摩阻及防膨性能也大大降低了施工的風險。

（3）加強氣井排液管理，減少壓裂液在地層中的滯留時間，能夠最大程度地減少氣層的污染。

參考資料

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